Integration of a Hydrogen Solution for Solving Power-Related Grid Problems

Abstract

Elektrifisering og økende andel av fornybar energi har tydeliggjort behovet for nye energibærere. Dagens strømnett er designet for et økende behov på noen få prosent årlig. Dagens behov øker mye raskere enn dette. Den raske økningen i elektrisistetsbehov øker presset på strømnettet. Utbygging av strømnettet er dyrt og tidkrevende. Alternative løsninger må vurderes for å muliggjøre overgangen fra et fossilbasert til et miljøvennlig energisystem.

I dag er det et begrenset antall løsninger som tilbyr langsiktig lagring av energi. Hydrogen er en mulig løsning på dette problemet. Med hydrogen kan man lagre store mengder energi over lange perioder, som kan utnyttes ved behov. Denne energien kan bidra til å stabilisere strømnettet, samt utsette eller unngå behovet for dyre oppgraderinger. Varierende energiforsyning og energibehov gjør det utfordrende å dimensjonere fremtidige oppgraderinger av strømnettet. Resultatet kan være at nettet dimensjoneres for situasjoner som sjelden forekommer. Dette kan gi høye og tildels undøvendige utgifter. Basert på dette er det aktuelt å se på om alternative løsninger kan utsette eller fjerne behovet for slike dyre oppgraderinger av strømnettet.

Oppgaven dreier seg i hovedsak om hvorvidt en hydrogenbasert løsning er konkurransedyktig i forhold til oppgraderinger av strømnettet. Hovedmålet med oppgaven er å presentere en sammenligning av disse to løsningene. Dette gjøres ved hjelp av en økonomisk analyse. Den økonomiske analysen brukes som grunnlag for å vurdere konkurransedyktigheten til en hydrogenløsning. Denne består av å beregne hydrogenkostnad over levetiden, LCOH, og energiproduksjon over levetiden, LCOE.

Beregningene viser at et elektrolyseanlegg i Meråker på 1.25 MW, kan produsere hydrogen til en LCOH-pris på 47.5 NOK/kg etter kompresjon. Dersom man legger til lagring og transport blir LCOH-prisen betydelig høyere. Dette gir en LCOH-pris på 71.0 NOK/kg. Denne prisen illustrerer hvor viktig transport er for den totale prisen. I denne oppgaven ser man på muligheten for å bruke hydrogenet i Sørli, rundt 300 km fra Meråker. Den store transportkostnaden illustrerer at fremtidige småskalaprosjekter bør være i nærheten av produksjonssted.

Det er gjort antagelser som forenkler kalkulasjonene. Videre arbeid bør ta for seg disse antagelsene i mer detalj. Hydrogenmarkedet er i stadig utvikling. Fremtidig teknologiog markedsutvikling kan endre premissene som ligger til grunn for denne oppgaven. Resultatene fra oppgaven viser at en hydrogen løsning kan gi samme pris som alternative løsninger for oppgraderinger av nettet. Prisen på elektrisiteten som anlegget produserer er 6.25 NOK/kWh. Dette gir en totalpris for hydrogenløsningen på 210 MNOK. Til sammenligning er prisen på de ulike nettoppgraderingsløsningene mellom 144 og 226 MNOK. Sentrale aktører regner med at prisen på hydrogen vil kunne leveres til lavere priser enn det som fremkommer her. På sikt vil dette kunne gi mer konkurransedyktige hydrogenløsninger.

Electrification and the growing share of renewable energy have highlighted the need for new energy carriers. Today’s electrical grid is designed for an increasing demand of a few percent annually. The current demand increases much faster. The rapid increase in electricity demand increases the pressure on the electrical grid. Development of the electrical grid is expensive and time-consuming. Alternative solutions must be considered to enable the transition from a fossil-based to an environmentally friendly energy system.

Today, there are a limited number of solutions that offer long-term storage of energy. Hydrogen is a possible solution to this problem. Hydrogen can store large quantities of energy over long periods. This energy can be utilised when needed. Consequently, hydrogen can contribute to stabilise the electrical grid, and delay or prevent the need for expensive grid upgrades. Varying energy supply and energy demand make it challenging to dimension future grid upgrades. The result may be that the grid is dimensioned for situations that rarely occur. This can result in high and sometimes unnecessary expenses. Based on this, it is relevant to look at whether alternative solutions can delay or eliminate the need for such expensive electrical grid upgrades or not.

The thesis investigates whether a hydrogen-based solution is competitive compared to upgrading the electrical grid. The main objective of the thesis is to present a comparison of these two solutions. The result is based on an economic analysis. This is used as a basis for assessing the competitiveness of a hydrogen solution. The economic analysis consists of calculating hydrogen cost over lifetime, LCOH, and energy production over lifetime, LCOE.

The calculations show that an electrolysis plant in Meråker of 1.25 MW, can produce hydrogen at an LCOH price of 47.5 NOK/kg after compression. With additional storage and transport, the LCOH price is significantly higher. This gives an LCOH price of 71.0 NOK/kg. This price illustrates how important transport is for the total price. This study evaluates the possibility of using the produced hydrogen in Sørli, around 300 km from Meråker. The large transport cost illustrates that future small-scale projects should be in close distance to the production site.

Assumptions have been made that simplify the calculations. Further work should address these assumptions in more detail. The hydrogen market is constantly changing. Future technology and market development may change the premises on which this thesis is based.

The results from the thesis show that a hydrogen solution can give the same price as alternative solutions for upgrades of the grid. The price of electricity produced from the fuel cell is 6.25 NOK/kWh. This gives a total price for the hydrogen solution of 210 MNOK. In comparison, the prices of the various grid upgrade solutions are between 144 and 226 MNOK. Market participants expect that the price of hydrogen can be delivered at significantly lower prices than what is presented in this study. In the long-term, this could provide even more competitive hydrogen solutions.